印度石油和天然气市场规模及份额

印度石油和天然气市场分析

2025年印度石油和天然气市场规模预计为232.8亿美元，预计到2030年将达到297.4亿美元，预测期内（2025-2030年）复合年增长率为5.03%。

需求增长源于持续的城市化、国家对能源安全的推动以及奖励本土勘探和清洁燃烧燃料的政策转变。正在进行的许可轮已释放了迄今为止最大的海上面积，而私营炼油厂则加速石化整合以获取更高的利润。克里希纳-戈达瓦里盆地的深水开发、成熟资产的数字油田项目以及二级地区城市燃气分配的推出，都是目前影响资本配置的结构性变化的例证。与此同时，ESG 驱动的资本重新布局和管道土地收购瓶颈削弱了近中期的势头。

印度石油和天然气市场趋势和见解

收紧国内勘探与生产许可回合

开放面积许可政策 (OALP) 已解锁 100 万平方公里的沉积盆地，从成本回收转向收入分享条款可以缩短现金流收支平衡并鼓励前沿钻探。自 2018 年以来的九轮投标吸引了人们对安达曼-尼科巴深水区的兴趣，修订后的合同结构现在允许连续面积提名，加快工作计划批准。^{[1]总局碳氢化合物，“2025 年 OALP 投标回合状态”，碳氢化合物总局，dghindia.org} 早期发现，例如 Suryamani (4 MMT) 和 Neelmani (1.2 MMT)，说明了上行潜力，而更清晰的地震采集重点是将数字地下成像引入勘探工作流程。随着印度石油和天然气市场参与者评估这些前景，优先事项正在转向多客户数据库和基于联盟的钻探活动，以分散风险并加快评估时间es.总的来说，许可证重新调整预计将在中期内提高国内原油产量并削减进口费用。

天然气产业集群激增

围绕负担得起的天然气原料建立的国家支持的石化和钢铁走廊正在增强古吉拉特邦、马哈拉施特拉邦和奥里萨邦的工业竞争力。 Dahej 石油、化学品和石化投资区占地约 453 平方公里，拥有综合物流、港口和公用设施网络，与独立工厂相比，可将天然气输送成本降低高达 15%。^{[2]古吉拉特邦政府，“Dahej PCPIR 项目简介”，工业和矿业部，gujarat.gov.in}集群运营商受益于共享管道支线、共同废水处理和自备热电联产，这些共同提高了能源强度计量ICS 并减少范围 1 排放。由于天然气仍仅占印度一次能源结构的 7.5%，这些中心提供了支撑上游最终投资决策的锚定需求。他们的长期投资回收期与到 2030 年将天然气份额提高到 15% 的政策目标密切相关，支持多客户液化天然气再气化项目和支线。

扩大城市燃气分配网络

自 2018 年以来，石油和天然气监管委员会已拍卖了 228 个地理区域，覆盖了印度约 98% 的人口。许可证持有者必须在 2030 年之前推出 17,500 个 CNG 站，并为 1.2 亿户家庭连接管道天然气。^{[3]石油和天然气监管委员会，“CGD 网络授权”PNGRB， pngrb.gov.in} 提前分配改革保证四分之二的天然气量用于运输和国内c 客户，提高现金流可视性并遏制冬季高峰期间的供需错配。提高压缩天然气的普及率也是二线城市清洁空气政策的核心，这些城市的市政公交车队正在从柴油转向，推动压缩和分配方面的新投资。对于印度石油和天然气市场，不断扩大的配电网可降低单一买家风险并使最终用户情况多样化，从而增强中游公司的盈利稳定性。

炼油厂升级方面的私人投资不断增加

Reliance Industries 的 Jamnagar 综合设施展示了原油与化学品一体化如何提高产品产量并实现边际桶脱碳。到 2030 年，私营炼油厂将拨款超过 2 万亿印度卢比（240 亿美元）用于渣油升级、石化附件和能效改造。^{[4]Reliance Industries有限公司，“2024-25 年度报告”，Reliance Industries Ltd、ril.com} Bharat Petroleum 和 Hindustan Petroleum 分别宣布了总计 18 MMTPA 新产能的绿地和棕地项目，其中包括碳捕获就绪炉和先进的过程控制。这些举措与燃料规格协调、国际海事组织硫含量上限以及从汽油和柴油逐渐向聚合物、润滑油和特种化学品倾斜相一致。更高的复杂性指数正在扩大总炼油利润，促进与全球许可方的技术转让联盟、协调、IMO硫上限以及从汽油和柴油逐渐转向聚合物、润滑油和特种产品

ESG 驱动的化石资产资本外逃

主权财富基金和多边贷款机构正在收紧筛选标准，将投资组合转向可再生能源和低碳项目。印度国家石油公司现在面临着更高的加权平均资本成本，这延长了绿地石油投资的回报期，迫使债券投资者转向自筹资金，并越来越多地要求以科学为基础的出口信贷机构的支持。减排目标，如果达不到这些目标，可能会导致票息利差扩大 50-75 个基点。因此，印度石油和天然气市场正在选择性地推迟边缘油田的建设，而资本却在流失。适合快速周期、回扣项目或具有受监管回报的增值中游资产。融资紧缩同时加速了甲烷捕集和碳强度指标的采用，反映出向与绩效挂钩的工具的更广泛转变。

干线管道征地缓慢限制了基础设施发展

蒙德拉-帕尼帕特原油管道的清理工作旷日持久，可能会使多州管道延迟长达三年。印度运营着 16,000 公里的产品和天然气干线管道，另有 13,000 公里正在建设中。相比之下，中国的电网长度超过42,000公里，凸显了印度的物理连接差距。 Dabhol 的季节性错位、科钦未连接的管道以及未充分利用的 Ennore 液化天然气接收站凸显了土地限制如何阻碍天然气定价趋同。

细分分析

按行业：印度加强 Upstream 下游加速增值

随着政府追求能源自力更生，上游领域将在 2024 年占据印度油气市场 68.8% 的份额；然而，到 2030 年，其预测的复合年增长率落后于下游的 5.2%。正在进行的 OALP 轮次和财政激励措施使钻探水平保持在较高水平；然而，传统油田的成熟推动了战略重心转向石化产品，国内需求以每年 8% 的速度增长。 2024 财年，国有运营商总共花费了 1.28 万亿印度卢比的资本支出（资本支出），其中 ONGC 钻探了新的高压高温井，印度石油公司推进了 5 个炼油厂兼裂解装置的建设。下游的繁荣正在重新定义印度石油和天然气市场的规模配置，将资本吸引到能够产生稳定利润的聚合物、芳烃和特种化学品领域。产品定价和物流基础设施的监管清晰度与成为净石化公司的雄心相吻合工业出口国。

二阶效应波及到中游。印度石油公司的 Mundra-Panipat 原油管线和 602.5 亿卢比的 Ennore-Thiruvallur-Bengaluru 天然气管线说明了管道致密化如何在进口枢纽与内陆需求集群之间架起桥梁。这些支柱释放了潜在的炼油厂产量和液化天然气再气化，从而加强了印度在石油和天然气市场的增长走廊。

按地点：海上势头缩小了历史性的陆上差距

陆上业务到 2024 年将在印度石油和天然气市场保留 61.3% 的份额，主要集中在古吉拉特邦、阿萨姆邦和拉贾斯坦邦。然而，由于 KG-DWN-98/2 的深水发现和孟买高中的重建，海上产量的复合年增长率攀升了 6.9%。目前，近海石油产量占全国原油产量的 53%，其中仅西部近海石油产量就占 43%。第十个OALP周期分配133,724平方公里的深水和超深水区域，吸引配备海底和高压技术的全球参与者逻辑。钻井计划计划到 2030 年钻探 90 多口高规格井，并以旨在抵御季风停工的多用途浮式生产系统为后盾。

陆上油田会经历自然衰退，但它们可以通过提高石油采收率和消除瓶颈来弥补。印度石油公司的人工智能引导蒸汽循环延长了油田寿命，而聚合物驱试点的目标是将波及效率提高多达 12 个百分点。区位动态显示，印度石油和天然气市场份额逐渐向海上倾斜，但陆上对于为邻近行业提供快速循环的石油和天然气仍然不可或缺。

按服务划分：建筑业占主导地位，但维护引领增长曲线

到 2024 年，建筑服务将占印度石油和天然气市场规模的 47.5%，如棕地消除瓶颈、新液化天然气码头和长输管道等项目。进步了。然而，维护和周转工作预计将以 7.8% 的复合年增长率扩大，反映出成熟的市场设置底座。印度第一个海上退役项目——Tapti 现场活动——为堵塞和废弃、上部结构拆除和材料回收制定了监管模板。 L&T和国内船厂在本地完成吊装和拆除工作，标志着本土退役供应链正在形成。

数字化维护提高了服务强度。雪佛龙的班加罗尔中心现在通过 Primavera 和 Power BI 分析支持全球周转规划，凸显了印度作为具有成本效益的资产完整性工程中心的定位。全国 300 公里长的管道和 90 个工艺单元正在改造实时腐蚀和振动监测平台，实现从被动维护到预测性维护的转变。因此，维护收入的增长速度将快于建筑收入的增长，到本十年末缩小历史差距。

地理分析

Western Of海上仍然是印度石油和天然气市场的基石，到 2024 年将占该国原油产量的 43%。Mumbai High 等成熟油田继续受益于加密钻井和注水优化，而附近的 Cluster-7 回接项目则利用现有加工中心来最大限度地减少资本支出 (capex)。古吉拉特邦的沿海地带是综合基础设施的典范，通过 Dahej 和 Hazira 进口的液化天然气为石化联合体供应，占全国天然气消费量的 32%，尽管该邦只生产国内天然气的 10%。这种集中凸显了再气化能力和输电网络如何决定区域需求弹性。

东部沿海地区正在迅速迎头赶上。 ONGC 的 KG-DWN-98/2 项目的目标是到 2026 年生产 10 MMSCMD 高原天然气和 40,000 桶/日石油，受益于价值 50 亿美元的海底连接和双浮筒设计。凯恩邻近的深水区块计划在 2026 年钻探之前进行 3,600 平方公里的 3D CSEM 勘测ling，针对多TCF气体。印度石油公司的恩诺尔-班加罗尔线路正在改善管道连通性，该线路将通过将电网延伸至卡纳塔克邦和安得拉邦市场，释放恩诺尔潜在的液化天然气进口量。

印度北部拥有下游重量级企业。帕尼帕特炼油厂扩建至 25 MMTPA，确保通过横跨沙漠地形和多个州管辖区的蒙德拉-帕尼帕特原油线提供原料。 《石油和矿产管道法》下的监管协调简化了通行权的收购，但仍面临当地的抵制。阿萨姆邦和拉贾斯坦邦陆上区块利用数字油田套件来缓解产量下降，在蒸汽吞吐周期后实现了 40-60% 的增长。

区域政策异质性影响投资节奏。古吉拉特邦较早采用了巴布亚新几内亚中央银行监管的城市燃气许可证，加快了网络密度，而内陆邦仍在最终确定统一的补偿标准。油气勘探盆地分类离子和许可政策现在指导财政条款；安达曼海和喀拉拉邦-康坎的三类盆地提供利润分享减免，以吸引高风险资本，此举预计将扩大印度石油和天然气市场的参与范围，超越传统的陆上中心。

竞争格局

印度石油和天然气市场适度集中。国有企业，包括ONGC、印度石油公司、印度石油公司、BPCL和HPCL，在核心价值链中占据主导地位，但越来越多地与国际巨头合作，探索KG的深水区域，用于资本密集型深水和石化项目。 ONGC 与 BP 签订的为期三年的谅解备忘录涵盖了数据共享、地下研究和海上天然气联合营销，为高资本支出资产的分担风险开辟了途径。类似的联盟包括 Cairn 的数字孪生技术合作和 EMGS 的 3D CSEM 服务sk KG 深水区域。

数字化是关键的竞争杠杆。印度石油公司的 DRIVE 项目由 11 个模块组成，目标是到 2026 年将非生产时间减少 15%，而凯恩则采用预测分析将计划外停机时间减少到 3% 以下。随着印度石油公司、信实公司、俄罗斯石油公司支持的 Nayara 和 BPCL 竞相将高利润的石化装置安装到现有的原油加工线上，炼油竞争加剧。环境绩效是另一个竞争领域，因为 SEBI 的 BRSR 披露将碳强度提升至董事会级别的 KPI；整合绿色氢试点或碳捕获示范装置的炼油厂可能会获得更便宜的资本。

服务提供商正在整合能力。 L&T 收购了多个自升式钻井平台和海底资产，使其能够进行退役和棕地扩建。浦那、钦奈和班加罗尔的国内工程中心吸引了全球周转规划、地下成像和实时运营中心的委托rs，加强印度在更广泛的印度石油和天然气市场框架中作为技术人才库的作用。